9FA燃气-蒸汽联合循环机组余热锅炉保温保压能力提升

杭州华电半山发电有限公司 奚凌峰

某公司燃机二期辅汽自供至2020年投运以来，机组停机后保温保压的能力一直较一期机组弱，一期机组保温保压至轴封自供参数合格阶段有6～7h，二期机组仅仅有4h，日开夜停的二期机组几乎没有投用辅汽自供的可能，只能运用启动锅炉提供辅助蒸汽才能开机，造成了较大的经济损失。针对该情况，通过每日开停机试验，对二期机组辅汽自供操作手法、关联设备缺陷、历史运行经验进行分析，确定了操作手法优化、设备缺陷整改两项重点工作。

1 操作对辅汽自供满足时间的影响

经分析，自二期辅汽自供实施以来，存在辅汽母管暖管疏水时间逐步增加、轴封汽进入后温度上升达标较慢、轴封汽温度易急跌等现象存在，造成自投失败或时间条件满足不够。以上问题通过人员操作调整进行优化。通过安排多次试验，发现部分可以改进的地方。在实施操作后，机组辅汽满足时间有较大提升。

1.1 操作改进

1.1.1 缩短轴封汽投入至开机条件满足时间

汽机热态开机前投用轴封汽参数的要求，一般是满足高于轴封段及高中压末级叶片处汽缸温度，有50℃的过热度，并没有对投用轴封汽时间的硬性要求。主要根据高压缸差胀的大小决定投用时间，负向较大可以投用时间较长，否则较短。针对二期各机组的热态缸温，进行投轴封时间试验，发现机组在较短的投用时间对启机安全性没有任何影响，不会造成开机振动或别的异常。从表1中看出投入轴封汽时间在15～60min，热态开机的振动情况与高压差胀情况都正常。

表1 缩短轴封投用时间机组振动情况记录

因此，开机时要求运行人员缩短轴封投入时间，在轴封汽压力、温度参数达标的情况下，根据高压差胀和缸温，及时START 开机，此部分时间15～20min，较以前可减少30min。提高了辅汽自供利用的保压裕度。

1.1.2 缩短辅助蒸汽母管暖管时间

启动炉供辅汽时暖管：停机后开启给泵房内辅汽母管隔离阀MS315前后疏水阀；开启厂房内下透平辅汽管MOV6605疏水阀、轴封调节阀前启动疏水MOV6607（或加开连续疏水）、全开至凝汽器除氧阀，以及轴封调节阀后安全门下的手动疏水阀；启机前辅汽暖管至轴封调节阀前，至就地排污箱无大量水为止；当至除氧管温度测点大于160℃以上且稳定，略关小轴封调节阀后安全门下的手动疏水阀，开启轴封调节阀通轴封汽，检查辅汽页面上高压轴封连续疏水测温点在100℃以上，轴封调节阀后安全门不冒水，就不会积水冲击。

辅汽自供时暖管：停机后开启厂房下透平辅汽管MOV6605疏水阀、轴封调节阀前启动疏水MOV6607（或加开连续疏水）、全开至凝汽器除氧阀、轴封调节阀后安全门下的手动疏水阀；暖管程序先开启中过出口集箱疏水MOV5108，2～3min后关闭（不要常开）。开启中透平处中过疏水阀MOV6608以及其旁路阀，待此处辅汽温度与中过出口汽温接近且无波动后，关小或关闭疏水阀MOV6608；开启中旁至辅汽阀MOV6602，调整PCV6601，其后温度逐渐上升到175℃以上，当至除氧管温度测点大于160℃以上且稳定，关小或关闭至除氧管阀。开启轴封调节阀，关小轴封调节阀前启动疏水MOV6607、轴封调节阀后安全门下的手动疏水阀，直至全关，减少余汽耗汽量。检查辅汽页面上高压轴封连续疏水测温点在100℃以上。

1.2 注意点

开启轴封调节阀后安全门下的手动疏水阀，保证进入汽机轴封段的水及时疏出，不使轴封汽温度突降；轴封汽送入汽机后，检查辅汽页面上高压轴封连续疏水测温点在100℃以上；至就地疏水铁箱检查无明显水流，可将机房内所有疏水阀关闭，减少损失。

中过进出口集箱疏水阀MOV5104常开对提高暖管温度效果不大，反而影响中压汽包保压，建议不开。中过出口集箱疏水阀MOV5108位于炉顶，对自供暖管疏水影响较大，但仅仅用于开启几分钟，疏尽炉顶剩水。中压蒸汽管道至机组辅助蒸汽母管的最低点在中透平，应保持该处疏水阀MOV6608的开启，才能迅速将暖管温度提高。目前，#7号机的MOV6608全开后通流量较小，建议增开其旁路无压回水。

厂房下透平辅汽管MOV6605疏水阀，至凝汽器除氧疏水阀位于机组辅汽管最低部，停机后建议全开，疏尽停机后的积水。经过试验，辅汽自供暖管阶段时间从以前的40～50min 下降到5～20min。投轴封到满足开机条件一般15～20min，同时要求运行人员在抽真空时就进水，可以减少大量等待时间。试验结果，辅助蒸汽暖管及投轴封满足开机的时间优化后可达20～40min，节约50～70min。也就是说靠操作方法优化机组保温能力提升约50～70min。

2 影响保温保压时间的设备因素

2.1 现状分析

对燃机二期机组停机后保温包压能力进行试验，采取的手段是分别在停机后关闭炉侧电动阀、关闭烟道挡板、关闭高压给水管道系统阀门、关闭给泵倒暖阀、关闭高压旁路阀等，同时通过PI 比较各机组停机后烟道温度、高中压汽包压力的下降程度寻找漏点。试验发现机组保压能力#9机组较好，#9＞#7＞#8机组。各项影响因素中，高压给水管道停役后倒漏至低压系统对保温保压能力影响最大，高压给水管道倒漏＞提前关闭高压旁路电动阀＞炉侧电动主汽门微漏＞烟道挡板＞高压汽水系统阀门漏。

2.2 烟道挡板对二期机组保压能力的影响

燃机二期机组烟道挡板在机组停役以后关闭，早上开机前打开作为保压手段之一。由于二期烟道结构与一期不一样，停机后烟道高压蒸发器模块处烟温较一期下降速率快，达到12～15℃（一期烟道此处温降速率达3～5℃）；停机后二期机组烟道中压蒸发器处烟温下降与一期机组一样，较为缓慢。从1个月的试验看，关闭烟道挡板对机组烟温下降速率减少影响不大。主要原因是透平叶轮、压气机叶片、IGV 开度27°、烟道受热面密集布置使通流拔风效应差异不明显，另外试验期间对各机组的烟道外墙点温枪检查，除#7炉顶棚细裂纹和膨胀节细裂纹外，无较大旁通漏点。

通过试验对照，#9机停机后关烟道挡板，高压蒸发器处烟温下降速率13℃/h，#7号机停机后未关烟道挡板，高压蒸发器处烟温下降速率15℃/h，#9机组关闭挡板后烟道烟温下降速度与不关的#7号机一样，但#9号机的保压能力达6h 以上，说明烟道挡板的关闭状态不是重要因素。

2.3 高压旁路电动阀对二期机组保压能力的影响

停机过程中高压旁路的关闭时机对熄火后高压汽包最高压力、高压汽包压力维持高压力的时间、投轴封前的保压时间有较大的影响。经过试验，发现停机过程中降速至1500rpm 前关闭高压旁路，可以大幅提升熄火后高压汽包最高压力，对于#9机组压力可达10MPa。如发现压力升高较多，可开启主汽管疏水降压，防止汽包安全门动作。

图1 #9机停机过程1500rpm 关闭高压旁路后高压汽包压力变化情况

2.4 高压汽水系统阀门漏对二期机组保压能力的影响

经过排查，#7炉高压主汽疏水阀7GV5001、#7炉高压汽包紧急放水电动阀7MOV5002、#7炉高压过热器2疏水电动阀7MOV5006、#7炉再热减温器出口疏水阀7MOV5113有中度泄漏，#8炉中压汽包安全门内漏至消音器较大，#9炉中压汽包安全门法兰面外漏，#7、#8炉高压汽包至中压补汽电动阀微漏。这些阀门的漏点对保温保压影响中等。

2.5 联合主汽门门杆漏气对二期机组保压能力的影响

燃机二期联合主汽门在停机后的门杆漏汽相较一期的大，但从技术部门了解阀门结构尺寸正常，二期漏气量为设计值。所以，在试验中安排每日停机解列后马上关闭炉侧电动主汽门，根据试验数据，关闭该阀以及配合高旁阀关闭，#7号机高压汽包最高压力上升到9.8MPa。

2.6 高压给水管道倒漏对二期机组保压能力的影响

高压给水管道阀门停机后存在泄漏是一个较大因素。#9机组在停机以后关闭炉侧主汽门、高旁电动门后，保压情况良好，高压汽包压力停机6h 后最高达6.0MPa，低压汽包压力维持较低0.3MPa。说明没有高压汽通过高压给水泵系统导入低压汽包。同时，停机停给泵，关闭高压主给水电动阀、给水调阀、给泵出口电动阀进行保压操作，#9机组高压给水母管压力0.234MPa，高压省煤器入口水压7.07MPa，说明#9机组整个高压给水系统电动阀和逆止阀严密补漏，对高压保压有较大正面影响。

#7、#8号机组高压给水系统阀门泄漏严重，停机关闭高压主给水电动阀、给水调阀、给泵出口电动阀后高压蒸汽通过给泵最小流量阀泄至低压汽包。某日#8机停机后低压汽包压力上升到0.6MPa，低压汽包安全门动作两次。#7机停机后低压汽包压力上升到0.62MPa，低压汽包安全门动作三次。关闭主给水电动门后，给水母管压力和给泵出口压力随之一起下降。判断#7、#8机组高压主给水电动阀、给水调阀、给泵出口电动阀、给泵最小流量阀、给水逆止阀泄漏严重。

2.7 设备整改情况

对于排查出的泄漏阀门，以及泄漏严重的#7、#8机的高压主给水电动阀、给水逆止阀，及时联系检修部门在日常消缺中进行整改消缺，大幅减少了设备缺陷对于保温保压能力的影响。

3 项目成效成果

保温保压能力提升情况。通过操作手法优化及设备缺陷整改两项措施同步开展后，项目成果明显，二期机组的辅汽自率得到大幅提高，通过迎峰度夏期间机组保温保压统计，二期机组辅汽自供保温保压时间达6～7h，与一期机组相当。

辅汽自供提升情况。统计了自项目实施1年来的二期辅汽自供情况。期间，二期机组共开机401次，辅汽自供总次数182次。查询历史数据，自辅汽自供改造完成后，二期3台机组原辅汽自供率分别为#7机15.9%，#8机2.17%，#9机11.4%，自本项目实施后的对比数据见表2。自本项目实施后，二期#7、#8、#9机辅汽自供率分别提升了30.72%，34.74%，44.37%。

表2 机组辅汽自供统计

经济效益。经过前期测算数据，利用启动锅炉供辅汽，机组热态启动炉平均每次耗气约0.26万m3/次，耗用厂用电约314kWh/次，化补水约45t/次。按当年度公司天然气价均价3.61元/m3，电价均价763.77元/MWh，化补水22元/t 计算，项目实施后当年度二期共减少启动锅炉启动125台次，共计节省费用152.2万元。